（华电能源股份有限公司）
摘要: 当前火电企业的发展面临节能减排和转型发展的巨大压力，特别是东北极寒地区的热电机组，因装机容量小、机组负荷低、供电煤耗大、供热能力因机组出力严重受限，本文将对华电能源富拉尔基发电厂进行的低压转子光轴改造技术进行详细介绍，并着重对改造后回热系统的运行进行了研究分析。
0、引言
为落实国家节能减排规划，促进企业转型发展，提升企业经济效益，应对激烈的市场竞争，火电企业在积极开拓电力市场的同时，都提高了对供热的重要性认识，开拓热力市场成为火电企业与发电同等重要的工作。而华电富拉尔基热电厂受限于机组出力，供热能力无法完全发挥，为此富拉尔基热电厂对汽轮机低压转子光轴进行了改造，改造后，汽轮机做功能力得到了加强，汽轮机的供热能力得到了充分发挥，还可参与电网的深度调峰，为电网的电源结构优化做出了贡献，还为企业创造了经济效益，回热系统作为热网系统的重要一环，正是本文需要重点研究和分析的对象。
1、机组简介
华电能源富拉尔基发电厂位于齐齐哈尔市富拉尔基区新电街1号，距富拉尔基中心城区8 KM，距富热电厂3.5 KM。该厂现有六台200 MW纯凝燃煤机组，总装机容量1200 MW。三大主机均为哈尔滨三大动力厂上世纪八十年代产品，其中汽轮机为冲动式三缸三排汽凝汽式汽轮机。六台机组分别于1982年至1989年投产（装机情况汇总见表1-1）。
2、富发电厂技术改造背景
（1）富热电厂“上大压小”工程启动后只存在单一热源，供热安全无法保证。虽可采取保留现有锅炉的措施，但设备利用效率低，经济效益差。
（2）富发电厂作为纯凝电厂，存在发电机组利用小时数普遍偏低的情况，加之纯凝电厂在电量计划核定时再被大幅削减，冬季采暖期富发电厂甚至以两台机的最小方式运行，使电厂的经济性变差。目前，富发电厂已存在严重的经营风险，甚至可能由于被边缘化而失去生存能力。受纯凝模式的影响，富发电厂的发电能力无法发挥。
（3）富发电厂建厂较早，现有员工数量庞大（截止到2014年3月末，实有2969名职工），电厂运营成本高，生存压力大。
（4）富发电厂与富热电厂作为华电能源子公司，两电厂相差距仅3.5KM。富热电厂较早从事城市集中供热，但供热能力有限，供热安全性无从保障，为提高事故备用，需花大量资金进行锅炉改造；富发电厂作为纯凝电厂，设备年利用小时数低，电厂发电能力无法发挥。从资源整合上看，两热源的生存现状是矛盾的，其资源是可以互补的，需从技术上进行统筹考虑。
3、低压缸转子光轴改造的原理
华电能源富拉尔基发电厂汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的N200-130/535/535型超高压一次中间再热、三缸三排汽、凝汽式汽轮机，机组有三个低压缸。如果在联通管打孔抽汽供热改造，抽汽量小，稳定性差，机组要想多供汽，最好进行低压光轴供热改造，将#2、#3号低压缸解列，用新设计低压光轴转子代替原低压转子，但因其有三个低压缸， #1低压缸与中压缸是一体结构，#2、#3号低压缸对称分布，低压光轴供热改造难度大。国内其它电厂已进行过低压缸光轴供热改造，并成功运行，但相关改造汽轮机只有一个对称分布低压缸，而富拉尔基三排汽200MW汽轮机有三个低压缸，给改造及改造后的运行带来很大困难，只有克服这些困难，项目才能顺利实施。
改造后，低压缸采用双转子互换形式，非供热期仍采用原机组低压转子，低压缸以纯凝形式运行；供热期低压转子采用低压光轴，只起连接作用，低压部分并不作功发电，中低压联通管排汽用于供热，充分利用汽轮机排汽供热，减少冷源损失，增大供热量，以满足冬季采暖供热，扩大热网供热能力，降低机组运行热耗，能有效的满足富发电厂规划的250万平方米的供热负荷。
4、汽轮机低压光轴改造回热系统探析
4.1汽轮机低压光轴改造后回热系统的变化
4.1.1热网加热蒸汽系统
三台抽汽机组对应热网加热蒸汽系统均采用单元制，各自对应一套热网加热器设备。
新建热网首站位于汽机房扩建端6#机组侧的检修场地及原小汽机房位置，原小汽机房拆除。从4#、5#、6#汽轮机中、低压缸联通管分别引出一根抽汽管道至热网首站的基本加热器，抽汽管道在汽机房内的运转层平台设置安全阀、逆止阀、快关调节阀和关断阀等。本技改按富发电厂的最大供热能力进行设备选型，以满足富热电厂事故工况下的供热需求。热网首站共设3台基本热网加热器和3台尖峰热网加热器，均为卧式。4#机组对应基本热网加热器的最大热负荷221MW，5#、6#机组对应基本热网加热器的最大热负荷83MW；尖峰热网加热器的最大热负荷18MW，均不设备用。
4.1.2 热网疏水系统
尖峰加热器的疏水自流至基本加热器的汽侧空间，与基本加热器的疏水混合后通过热网疏水泵分别送至各机组的主凝结水管道中返回除氧器。由于疏水温度约为100℃，根据机组抽汽热平衡计算结果，将疏水送至2#低压加热器出口和3#低压加热器入口之间的主凝结水管道（4#、5#、6#机组主凝结水管道压力2.16MPa），与主凝结水汇合后送入除氧器。
热网疏水系统初次投运或每个采暖期初期运行时，为了去除由于供热间歇运行在热网蒸汽管道和疏水管道中生成的铁离子，将疏水送至热网循环水泵前的循环水母管。每台机组热网加热器对应2台100%容量的热网疏水泵，疏水泵均采用变频控制。
4.1.3 热网循环水系统
富发电厂改造后与富热电厂作为双热源联合供热，故只设一套热网循环水系统。考虑富热电厂距离市区相对较近，本项目将热网主循环水泵设于富热电厂内，富发电厂只设加压水泵，以承担两电厂间的压力损失。本项目中热网循环泵按富发电厂承担的设计热负荷（供热面积252.59万m2）进行设备选型。
一级网的设计供、回水温度为120/70℃，一级网总的热网水设计流量为8284t/h，富发电厂承供面积的热网水设计流量为2455t/h，本项目热网循环泵的数量按2台110%容量（富发承供面积的热网水流量）来选取，正常供热情况下，1台热网循环泵运行，1台备用.热网循环水管道出首站后按2根DN1000管道设计，一供水一回水，热网循环水管道设计界限是富发电厂厂界外1米，与外网水管道相连。2根热网循环水管道根据现场情况在厂界内采用并排架空方式敷设。
4.1.4 热网补水系统
热网补水以富热电厂补水为主，为防止富热电厂补水系统出现事故，本首站内设1台100%容量的热网补水泵作为事故补水泵，补水量按100t/h考虑。
4.2配合汽轮机低压光轴改造热力系统所做的工作
4.2.1一级网改造方案
热网循环水管道由热源首站引至换热站，长度约1200米（够长）。
4.2.2换热站改造方案
为实现间接供热，新建换热站配合新建一级网实现间接供热。新建换热站供热面积为15万平方米，采用换热器、循环水泵、补水泵等分散方式布置。改造换热站采用换热器、循环水泵、补水泵等分散方式布置。
4.2.3二级网改造方案
1、原直供系统管网改造成二级网；
2、对原有系统进行整合，新建部分二级网；
3、对原管径偏小流通能力不足，满足不了所增加负荷需要的一律进行扩径改造；
4、对管网老化腐蚀严重，使用年限在15年及以上（2000年及以前）和10年以上跑、冒、滴、漏现象较为严重的全部进行换管改造；
4.3汽轮机低压光轴改造后热力系统调节注意事项
4.3.1热网运行调节方式
一级网采用与首站出口主管网保持一致的调节方式，为质量-流量综合调节。在运行调节的过程中，根据室外温度的变化，既改变循环流量又改变供水温度。根据供热系统的特点，在保证供热质量最佳的前提下，在不同的室外温度下，都有一个与其对应的最佳的流量和最佳温度（温差）。所以，最佳调节的运行工况是质和量的综合调节。这种质量的并调，一方面达到了最佳的供热效果，另一方面达到了最大限度的降低供热的热耗和电耗。一级网调节方式采用变频调速循环水泵，通过调节循环泵频率实现各个阶段流量及温差控制。
4.3.2水温调节计算结果
二级网调节计算公式如下：
tg2=tn+0.5（tg2′+th2′-2tn）Q1/（1+b）+0.5（tg2′-th2′）Q
th2=tn+0.5（tg2′+th2′-2tn）Q1/（1+b）-0.5（tg2′-th2′）Q
式中： tg2′、th2′— 二级网设计供、回水温度，℃
Q — 在室外温度tw时的相对供暖热负荷比
G — 相对流量比
按上述公式计算的供热运行调节的供回水温度随室外气温变化关系见表1-1。
5、汽轮机低压转子光轴改造对回热系统的影响分析
汽轮机低压缸光轴改造后机组各级抽汽压力与原来各级抽汽压力有不同程度的改变，但均在各个高、低压加热器的设计压力范围之内。另外，光轴改造后低压级回热抽汽量有较大改变，推荐方案是，第7级回热抽汽量为零，第8级回热抽汽量减少（低压缸上的8抽隔离措施见后）。经核算，改造后第8级回热抽汽对应的#1低加正常投入运行；第7级回热抽汽对应的#2低加只作为凝结水侧及疏水侧的通路投入运行，而蒸汽侧停运，其对应抽汽管道阀门关闭。
6、 结束语
本文主要就汽轮机低压光轴改造技术进行了详细介绍，分析了低压光轴改造后热力系统所做的改变，并对汽轮机低压转子光轴改造后回热系统进行了分析，通过对光轴改造后热力系统的选型和研究探索光轴改造对热力系统的影响。
论文作者:常立宏
论文发表刊物:《电力设备》2016年第18期
论文发表时间:2016/11/30
标签：低压论文; 光轴论文; 疏水论文; 汽轮机论文; 发电厂论文; 机组论文; 加热器论文; 《电力设备》2016年第18期论文;